全球最大「电网充电宝」建成，钒电储能或再造一个宁德时代丨焦点分析

大规模储电场景中的新星。

文｜邓咏仪编辑｜苏建勋来源｜36碳（ID：carbon_36kr)

封面来源｜视觉中国

新能源车的火热，让锂电池的原料——碳酸锂成为“白色石油”。而在电池技术里，另一种技术路线“钒电”也在悄悄开花。

2月中旬，“200MW/800MWh大连液流电池储能调峰电站国家示范项目”正式宣布已经完成主体工程建设。该电站是国内首个100MW级大型电化学储能国家示范项目，也将成为全球规模最大的全钒液流电池储能项目，预计将于今年6月完成并网调试。

全球规模最大电池储能项目是什么概念？据光明网报道，这一电站储能容量达400MWh，相当于能存放40万度电。按照一个家庭月平均用电量200度来算，可以供应2000多个家庭使用一个月。作为调峰电站，这能缓解地方电网调峰压力，及时补足用电需求。

储能是新能源产业革命的核心。在“双碳”的大背景下，煤电使用比例势必要下降，但风电、太阳能电等新能源长期以来面临不连续、不稳定和不可控的特点。因此，如何更好地储存这些能源，成为使用绿电的关键。

从储能结构来看，我国当前还是以抽水蓄电为主——用电低谷时，通过电力将水从下水库抽至上水库，用电高峰再放水发电。2020年，我国抽水蓄电的比例达到近90%，第二位则是电化学储能，包括锂离子电池、铅蓄电池、液流电池等技术。

来源：国海证券

不过，抽水蓄电对地理位置要求高，常建于水库等地区，并不适用于所有场景。面对大型储能场景（如电网并网）或消费端场景（如新能源车），电化学储能技术能成为很好的补充。

电化学储能技术近年来进展迅速。钒电作为其中的一个分支，有着环保无污染、寿命长、转化效率高（可达65%-80%）、性能稳定、可高频反复充电等特点，适合用于风光储电，成为电网的“大型充电宝”。

如果说锂电是现在储能市场当之无愧的“王者”，那么钒电，就是大规模储电场景中的一颗新星。

探索之路

用全钒液流电池技术建成国家级储能调峰电站，背后是一家探索了十余年的公司——大连融科。

1977年，大连融科董事长张华民成为当年恢复高考后的第一届学生。在山东大学化学系毕业后，他远赴日本学习，相继获得九州大学工学硕士和博士学位，在功能材料领域研究超过10年。

张华民正式与新能源电池结缘，要追溯到2000年。这一年，张华民受邀回国参与开发北京奥运的电动车电池能源项目，相关技术也成功应用于2008年的奥运会和2010年的世博会。

在这期间，张华民也清晰看到了储能技术在新能源革命中的机会。2008年，他与企业家刘延辉共同创立了大连融科，选择了液流电池中的钒电这一方向。

大连液流电池储能调峰电站内部 来源：中国科学报

这是一个重要的决定。大连融科的成立，正处于国内液流电池技术萌芽的当口。

全钒液流电池技术在1985年就被提出，欧美、日本等国家在商业化上走在前头。到了2000年初，这些国家的钒电池系统已经初步应用在电站调峰、太阳能储能、风能储能等场景，接近商业化阶段。

在国内，大连融科成为最早一批专注钒电的公司，技术研发可谓进展迅速。2008年成立时，大连融科就与大连化学物理研究所合作，成功研制输出功率为10kW的电池模块，并集成国内首台输出功率100KW、蓄电容量200KWh的全钒液流储能电池系统，能量转化效率达到75%。而当时，日本钒电池转化效率约在80%左右。

不过，由于早期市场需求还没有完全起来，全球液流电池产业经历过低潮。2005年，液流电池巨头日本住友电工就中止了液流电池的研发；2008年，曾经的钒电池龙头——加拿大公司VRB Battery，也因为没等到奥巴马能源新政，业务和融资都难以为继，到了破产边缘。

这反倒成为国内弯道超车的机遇。2009年，VRB被刚刚成立3年的北京普能以215万美元收购，后者一跃成为国内钒电池的排头兵。

大连融科也在钒电的道路上逐步前进。除了继续自研技术，公司延展到上游的电解质溶液、电极双极板等电池核心材料，一体化的方案让大功率电堆的应用成为可能，为大连融科接下多个大型工业用储能项目做好铺垫。

到了2014年，大连融科走向国际化，还参与制定了国内和国际层面的液流电池标准，这也为我国在钒电领域争取到了话语权。

此后，随着新能源需求加大，国内钒电池市场逐渐起势，包括国网英大、上海电气等等企业都在布局钒电池技术。尽管占比还不大，但已经是令人欣喜的趋势。

电储能技术的下一阶段

在如今“双碳”（碳中和、碳达峰）的背景下，光伏等负责发电的产业已经走到了世界的前列，随后的储能行业，成为下一个兵家必争之地。

首先吹响商业化口号的是锂电，新能源车带动锂电成本持续下降，让锂电大规模应用于储能，成为目前的主流路线。

政策也在快速跟进。“十四五”储能规划表示，到2030年，计划实现新型储能全面市场化发展。预计到2025年，锂电储能新增装机有望达到64.1GWh，未来5年复合增长率为87%。

但锂电也并非十全十美。在上游，我国的锂矿资源并不丰富，主要靠进口，双碳带来的巨大需求让价格逐渐走高，去年开始，上游的锂矿价格就暴涨至历史高位。在大规模储能场景中，锂电池应用也出过不少事故，其安全性也有待考验。

所以，这就需要其他新技术来补足不同的储能场景。近期揭露面纱的“十四五”储能规划中有一个明显信号——其中的唯一量化目标，是电化学储能成本要下降30%。并且，不同于以往重点强调锂电，政策指明了“发展多元化电储能技术”。

这意味着电储能技术的发展，已经迎来新的发展阶段。

事实上，从去年到现在，国家已经推出200多个政策扶持储能行业，大部分省市都已经出台了细则，一大批“风光配储”等项目也在跑步上马。

市场需求爆发，明显超乎政策预期。一个例子是，去年《征求意见稿》中提出了“十四五”末储能装机规模达到30GW以上，但到了近期正式出台的十四五储能规划，这一目标并没有出现。不少业内人士分析认为，这是实际装机量增长远超预期的体现，政策也不愿定太量化的目标以限制发展。

大连液流电池储能调峰电站 来源：中国科学报

在锂电已经拥有宁德时代这样的巨头后，钒电已经站在了历史的当口。

我国在钒电上的确有不错的几张牌——原材料方面，我国的钒储量位居全球第三，包括上游的电解液，钒电池的核心零部件都有成型方案；而在技术上，目前已有大连融科这样大规模应用的案例。国内的攀钢钒钛、普能国际、河钢股份等企业，其方案已经走向市场。

尽管钒电占比还极小，未来还需要看技术是否足够稳定，其成本是核心问题——对比锂电池2500-4500元/kwh的成本，钒电成本尚在4500-6000元左右，无论是生产还是运维成本都要再降一个等级，这需要从学界到产业的共同努力。

一个乐观的信号是，储能市场已经在朝着多元化趋势发展。

2021年的一次电话会议中，大连融科董事长张华民就提及，从2021年4月开始，锂电的储能装机占比已趋下降，市场增量转向液流电池。国内液流电池储能装机容量从2020年的3兆瓦，增长到到2021年150兆瓦，已经占新增电化学储能装机容量的10%左右。随着技术进步、成本下降，未来尤其是全钒液流电池的占比，将从目前10%逐渐提高到30%-40%的水平。

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